南加蓬次盆盐下油气分布规律及勘探方向

2018-07-30饶勇阳怀忠郭志峰

断块油气田 2018年4期

饶勇，阳怀忠，郭志峰

（中海油研究总院海外评价中心，北京 100028）

0 引言

南大西洋西非盐盆与巴西盐盆为共轭盆地［1-4］，两者具有相似的构造-沉积演化特征与油气成藏背景。2006年以来，巴西盐下油气勘探取得了重大突破，发现了一批世界级的巨型油气田，如桑托斯盆地的里贝拉（Libra）、卢拉（Lula）等油田［2-3］。西非盐下勘探程度整体不高，早期以陆上和浅水区域勘探为主，深水海域则一直处于探索阶段，勘探程度极低。2011年，安哥拉宽扎盆地深水卡梅亚（Cameia）的油气发现掀开了新一轮西非盐下勘探序幕［5-6］，2012年，下刚果盆地浅水区发现了内恩（Nene）油田，之后2013年和2014年，南加蓬次盆深水区相继获得了迪亚曼（Diaman）和豹（Leopard）天然气/凝析油大发现，这些勘探成果都显示了西非盐下巨大的勘探潜力。

加蓬盆地是一个典型的被动大陆边缘含盐盆地［7］，油气资源丰富，截至2016年，盆地累计探明石油储量为 3.0×108t，待发现资源量约为 1.8×108t油当量。盆地包括盐上和盐下2套勘探层系，北加蓬次盆以盐上油气发现为主，南加蓬次盆以盐下油气发现为主，已发现的油气可采储量基本各占一半［6，8］。

前人的研究仅在平面上指出了南加蓬次盆盐下勘探潜力区带［6，9-10］，并未从纵向上各成藏组合的角度分析油气分布规律和成藏主控因素，以及它们各自的有利勘探潜力方向。本文尝试从区域构造-沉积演化、油气分布规律等方面开展综合分析，指出南加蓬次盆盐下各成藏组合油气分布规律和主控因素，并探讨了它们的勘探方向，以期对勘探提供参考。

1 区域地质背景

1.1 构造背景

南加蓬次盆面积近53×104km2，东部边界为出露的前寒武系基底，西部为洋壳和陆壳过渡带，南部以卡萨玛利亚高地（Casa Maria Arch）和马永巴走滑断裂（Mayumba FZ）一线为界与下刚果盆地相邻，北部靠恩科米走滑断裂（N’Komi FZ）与北加蓬次盆分隔［6，11-12］。受早期NWW—SEE向裂谷作用的影响，盆地盐下整体呈现“两坳夹一隆”的构造格局，盆地自西向东发育了外坳陷带、中部隆起带和内坳陷带3个二级构造单元［9-10］（见图1）。

图1 南加蓬次盆位置和构造单元分布

1.2 构造-沉积演化

前人研究表明［3，6-7，9-10］，受南大西洋美洲板块与非洲板块的裂解分离作用影响，南加蓬次盆主要经历了裂谷期（晚侏罗世—早白垩世阿普特（Aptian）期）、过渡期（早白垩世Aptian期）和漂移期（晚白垩世阿尔必（Albian）期—今）3 个演化阶段（见图2）。

图2 南加蓬次盐下地层综合柱状图和构造-沉积演化模式

盆地以Aptian期盐岩为界分为盐上和盐下2套大的构造层［9-10］，盐下构造层主要指前寒武系基底之上的盐下层系。盐下主要发育湖相沉积充填，盐上以海相沉积充填为主。

1.2.1 裂谷早期

裂谷早期始于早白垩世纽康姆（Neocomian）期，盆地进入强烈断陷活动期，受近NW—SE向裂谷拉伸作用影响，盆地整体以断块构造变形为主，形成了垒-堑相间的构造格局［8］（见图2b）；此时，沉积中心主要位于现今陆上—浅水区域的内坳陷带，包括维阿（Vera）、迪亚那哥（Dianago）和托波（Topo）地堑［11］（见图1）。

在断陷初始阶段，在前寒武系基底之上广泛发育1套冲积扇—辫状河沉积的基底砂岩（Vandji），构成了内坳陷带的1套重要的勘探目的层；之后，随着湖平面的上升，逐渐以细粒沉积为主，发育了湖相沉积的基辛达（Kissenda）泥岩、Kissenda 浊积砂岩和路辛那（Lucina）浊积砂岩，形成了盐下1套重要的烃源岩和2套次要的勘探目的层（见图2a）。

1.2.2 裂谷晚期

裂谷晚期始于早白垩世巴列姆（Barremian）期，盆地进一步的伸展拉伸，湖盆开始强烈扩张，湖平面快速上升，Barremian中—晚期湖盆扩张达到顶峰，在早期的垒-堑构造之上广泛披覆发育了1套稳定分布的深湖相黑色泥岩（见图2a），构成了盐下的主力烃源岩［8，13］。随后，Barremian晚期—Aptian早期盆地进入短暂的裂谷抬升调整阶段，中部隆起带开始抬升隆起，形成了正向凸起构造单元（如甘巴高地（Gamba High）、Casa Maria Arch），构成了“两坳夹一隆”的构造格局雏形［8-10］；同时该时期湖盆有所萎缩，且沉积沉降中心向西迁移至外坳陷带深水区，从而使得内坳陷带和中部隆起带相对发育河流相登泰尔（Dentale）组地层（厚度约1 500 m），而外坳陷带发育了快速沉积的巨厚的三角洲—浅湖相Dentale组地层（2 000～3 000 m），构成了盐下1套主力勘探目的层（见图2c）。之后，受盆地再次抬升作用的影响，盆地整体遭受了准平面化剥蚀，中部隆起带局部Dentale地层被剥蚀殆尽，标志着裂谷期结束［8-10］（见图2d）。

1.2.3 过渡期

过渡期始于早白垩世Aptian期，该时期盆地逐步稳定。在剥蚀不整合面之上沉积了1套广泛、稳定分布的河流—三角洲相准平原化的Gamba组富砂沉积和文博组（Vembo）富泥沉积，与下伏Dentale组呈角度不整合接触。Gamba组砂岩是盐下另外1套主力勘探目的层。此后，南大西洋开始打开，但受沃尔维斯脊和里约格兰脊的阻隔［7］，盆地进入干旱、局限湖盆沉积环境，沉积了巨厚的埃詹加（Ezanga）蒸发盐岩地层（2 000～4 000 m），构成了1套极为重要的优质区域性盖层。

1.2.4 漂移期

Ezanga组沉积之后，随着南大西洋不断打开，南美和非洲板块分别向两侧漂移，海水逐步进入盆地，盆地由陆相沉积进入以海相沉积为主的被动陆缘演化阶段（见图2e），Albian期陆架区发育浅海碳酸盐岩沉积，深海区主要为深水泥灰岩、泥页岩等沉积［7-8］，Albian期之后的漂移晚期发育受物源控制的大型三角洲、海底扇及浊积水道沉积［4］。

2 油气分布规律和主控因素

2.1 盐下油气分布特征

统计表明，截至2017年底，南加蓬次盆已发现73个油气藏，陆上45个，海上28个。其中，70个为盐下油气藏，以轻质油为主（API平均34.5°），盐下合计可采油气当量为5.0×108t，油气分布特征如下：

1）平面上，受勘探程度的影响，油气发现主要集中于盐下地层埋藏较浅的内坳陷带和中部隆起带；而深水区的外坳陷带由于盐下地层埋深较大，勘探程度低，仅有Leopard和Diaman 2个天然气/凝析油藏发现（见图1）。整体上，由于烃源岩热演化程度的差异性，外坳陷带为天然气发现，内坳陷带和中部隆起带以油发现为主，具“内油外气”的特征。

2）纵向上，盐下发育上、中、下3套成藏组合（见图2a）。盐下各成藏组合均有油气发现，但受勘探程度和认识程度的影响，各成藏组合油气储量发现规模差异性较大，具有“上多下少”的特征。上组合（阿普特阶的Gamba和Dentale组砂岩）已发现可采储量为4.31×108t，占盐下目前已发现可采储量的86.3%，其中Gamba组砂岩占了84.5%；而中组合（巴列姆阶Melania底部砂岩、纽康姆阶Lucina和Kissenda砂岩）、下组合（纽康姆阶Vandji砂岩）已发现可采储量分别占盐下目前已发现可采储量的8.7%和4.9%。

2.2 油气分布控制因素

盐下油气主要来自于巴列姆阶Melania组和纽康姆阶Kissenda组2套烃源岩，烃源岩的发育对油气分布起到一定控制作用，但盐下油气分布的差异性主要受构造和储层的影响。构造圈闭控制着油气的平面分布，储层发育控制着油气的纵向分布（见图3）。

2.2.1 上部成藏组合

包含2套储-盖组合，即Gamba组砂岩-Ezanga组盐岩和Vembo组泥岩、Dentale组砂岩-Dentale组层间泥岩（见图2a）。

1）与下刚果盆地不同，南加蓬次盆Ezanga盐岩基本不发育盐窗，可作为Gamba组砂岩顶部优质的区域性盖层。受漂移期非洲板块向西掀斜抬升作用影响，南加蓬次盆整体向西倾没［13-14］，Gamba层整体表现为单斜构造背景，一旦受盐活动变形、断层或挤压反转作用易在Gamba（即盐底）形成圈闭，盐下生成的油气顺着裂谷期断层垂向运移至圈闭成藏。

目前已发现Gamba组油气藏类型包括断背斜（Leopard 气藏）、背斜（拉比（Rabi）油藏）和被断层复杂化的背斜（奥洛维（Olowi）油藏）圈闭（见图3）。已钻井揭示Gamba组地层厚度普遍在3～50 m，外坳陷带最大厚度可超过500 m。Gamba组砂岩整体物性较好，外坳陷带储层埋深普遍大于2 500 m，孔隙度15%～23%（平均 17%），渗透率 4×10-3～81×10-3μm2（平均 24 ×10-3μm2）；中部隆起带储层埋深浅（1 000～1 500 m），平均孔隙度 23%，渗透率 600×10-3～2 500×10-3μm2；内坳陷带储层埋深偏浅（1 000～1 100 m），孔隙度 20%～30%，渗透率 100×10-3～5 000×10-3μm2，最高可达 9 000 ×10-3μm2；同时，Gamba砂岩测试产能最高可达588 m3/d。

图3 南加蓬次盐下油气成藏模式

统计表明，由于钻井年代早、地震品质较差导致落实圈闭程度低，钻遇Gamba组的井失利主要原因为无圈闭或钻到圈闭低部位。盐下烃源岩证实，且Gamba组具备优越的储-盖配置和油气运聚条件，因此对于Gamba层而言，构造圈闭控制着油气的平面分布。

2）Dentale组砂岩广泛分布（仅中部隆起带局部缺失），且物性也较好：外坳陷带储层埋深普遍大于2 800 m，孔隙度 13%～21%（平均 16%），渗透率 1×10-3～58×10-3μm2（平均 17×10-3μm2），且非均质性强；中部隆起带储层埋深大于2 000 m，孔隙度18%～30%，渗透率50×10-3～1 000×10-3μm2；内坳陷带储层埋深为 1 500～2 500 m，孔隙度最高可达29%，渗透率最高可达1 000×10-3μm2，测试产最高可达 434 m3/d。

与Gamba组不同，Dentlae组层间泥岩起封盖作用。实钻证明，当有一定厚度、较稳定分布的泥岩时，则下伏砂岩就容易成藏，因此，层间泥岩的封盖是Dentale组成藏的主控因素。目前已发现Dentale油藏类型包括背斜和断背斜圈闭，如鲁什（Ruche）油藏（见图3）；但已钻井揭示有效泥岩盖层厚度薄，仅5.7～8.0 m（平均7.0 m），这也导致Dentale油藏充满度往往不高，且纵向多油水系统，已发现油气可采储量远低于Gamba组。

2.2.2 中-下部成藏组合

中部成藏组合包含3套储-盖组合，储层为巴列姆阶的Melania组底部、Lucina组和纽康姆阶的Kissenda组3套扇三角洲—湖相浊积砂岩，区域性盖层为巴列姆阶顶部Melania泥岩，同时层间泥岩可作为局部盖层（见图2a）。中部组合已发现油气藏主要集中在中部隆起带—内坳陷带，储层物性较好。其中：Lucnia油田（见图1、图3）Lucina 浊积砂岩（埋深 1 300～1 500 m）孔隙度 15%～25%，渗透率 45×10-3～145×10-3μm2［9］；姆拜尔（M’Bya）油田Melania底部砂岩测试产能115～147 m3/d，压裂后产能可高达500 m3/d。裂谷早期湖平面快速上升，沉积-沉降中心主要位于现今内坳陷带地区，以细粒沉积为主，仅局部发育Kissenda，Lucina扇三角洲—浊积粗粒砂岩沉积，物源供给和储层发育范围、规模有限［8-9］。由于储层发育在2套湖相烃源岩之下或其中，因此往往为旁生侧储或自生自储的近源运聚成藏模式（见图3）。

下部成藏组合主要包括1套储-盖组合，即基底之上的Vandji砂岩和上覆Kissenda湖相泥岩（见图2a）。已发现油气藏主要集中在内坳陷带Topo地堑，多以断块油藏为主，典型油藏昂诺（Onal）（见图1、图3）揭示Vandji储层（埋深 1 500～2 000 m）物性好，孔隙度为15%～25%（平均 18%），渗透率 1×10-3～100×10-3μm2，测试产能95～477 m3/d。虽然早期基底之上广泛发育Vandji砂岩，在不确定有来自西部（南大西洋西部）物源的情况下，现今内坳陷带更靠近物源区，砂岩更发育，粒度更粗。油气发现与储层发育匹配关系较好，油气主要来自于砂岩顶部的Kissenda组烃源岩，为旁生侧储运聚成藏（见图3）。

中-下部成藏组合的油气藏发现主要分布在中部隆起带—内坳陷带。原型盆地沉积时，东部有碎屑物源输入，且埋深相对较浅，油气勘探可操作性强。然而，现今外坳陷带距离东部物源较远，储层可能相对不发育（目前未有钻井揭示中-下组合的储层），且即使有储层发育，也会由于埋深很大，储层物性存在较大的问题。因此，储层发育控制着油气的纵向分布。

3 勘探方向探讨

南加蓬次盆盐下具备较好的油气成藏条件，2套优质成熟的湖相烃源岩、多套有利的储-盖组合以及一系列构造圈闭控制着油气的分布。然而已有勘探认识表明，不同二级构造单元油气地质条件有所差异，勘探方向不尽相同（见图3）。

3.1 外坳陷带寻找上组合大型构造气藏

外坳陷带在裂谷晚期和漂移期一直是沉积、沉降中心，发育巨厚沉积物质，且后期未有明显的构造抬升剥蚀作用，因此主力烃源岩Melania埋深较大，处于高熟—过熟生气阶段，以生气为主［9-10］。外坳陷带发育大型的裂谷期断层断至盐底，易形成断背斜构造圈闭。上组合Gamba和Dentale砂岩发育且物性较好，而中-下组合储层的发育及物性条件存在较大勘探风险。同时，外坳陷带绝大部分处于海域深水区，工程作业难度大、开发成本高，因此，在当前油气行情下，为了满足商业需求必须要寻找上组合大型构造气藏。

3.2 中部隆起断阶带寻找上组合Dentale构造油藏

中部隆起带可以进一步细分为断阶带和隆起核部（见图2）。

前述表明，Gamba整体为西倾单斜构造，整体构造圈闭不发育，仅隆起核部由于盐底变形局部发育Gamba构造圈闭，且相对规模较大的构造圈闭已经被钻探发现，如 Olowi，Gamba，Atora 和埃塔梅（Etame）油气藏（见图1）。隆起带核部的Dentale层基本不发育构造圈闭，Dentale地层与上覆Gamba地层不整合接触，而Dentale砂岩往往是作为油气的疏导通道，使得油气更多在Gamba构造圈闭中聚集成藏，如Etame油藏（见图3）。

断阶带为外坳陷带和隆起核部之间的过渡构造带，具有特殊的构造-沉积样式，即双层结构特征（见图2）。下构造层（中-下组合）对应于 Neocomian-Barremian阶地层，以裂谷早期高陡断层为特征，目前未有钻井揭示，烃源岩和储层存在较大风险。上构造层对应Dentale地层（上组合），受中部隆起抬升诱发和下伏克拉布组（Crabe）泥岩塑性变形影响，以大型低缓的铲式正断层为特征，易形成相关的滚动背斜和断背斜构造（见图3）。断阶带特殊的构造-沉积样式能有效地延缓下部Melania烃源岩的热演化程度，盆地模拟分析显示烃源岩处于低熟—成熟生油阶段。同时，地球化学分析表明隆起核部的Olowi油藏具有低熟油特征，推测极有可能来自于断阶带的烃源岩近源供烃。因此，断阶带勘探主要寻找上组合Dentale构造油藏，铲式正断层相关的背斜、断块构造是有利勘探目标类型，但受层间泥岩盖层厚度的控制影响，油气成藏规模存在一定风险。

3.3 内坳陷带寻找中-下组合优质储层构造油藏

内坳陷带整体规模（宽度和深度）小于外坳陷带，但勘探程度远高于外坳陷带，尤其是上组合勘探程度非常高，而中-下组合勘探程度相对较低，仅北段有规模性油气藏发现（如Onal油藏，见图1）。近年来，邻近的下刚果盆地在内坳陷带中-下组合获得勘探突破，尤其是在Neocomian末期迪哲诺（Djeno）组浊积砂岩（与Lucina浊积砂岩同时代）中陆续发现了大型油气田，如Nene油气田（可采油气当量为9.7×107t）和LJM油气田（可采油气当量为1.6×108t）；在Neocomian早期基底之上Vandji砂岩中发现姆邦迪（M’Boundi）油气田，可采油气当量达5.4×107t。受勘探程度的影响，南加蓬次盆内坳陷带目前在中、下组合已发现的油气当量，分别为下刚果盆地相应层系的1/4和1/3，预示一定的勘探潜力。

中组合储层主要为湖相浊积砂岩，受多物源的影响，砂体分布范围、砂体厚度以及砂体物性差异性较大。下刚果盆地内坳陷带钻井揭示Djeno浊积砂岩单层厚度1～25 m，砂岩累计厚度最小80 m，最大可达500 m；且储层非均质性较强，孔隙度4%～23%，储层渗透率最小在 1×10-3μm2以下，最大可达 1 000×10-3μm2。南加蓬次盆Lucina油田就是以与Djeno同时期的Lucina浊积砂岩为主力产层（见图2a），且揭示砂岩储层物性相对更好（孔隙度15%～25%，渗透率45×10-3～145×10-3μm2）。同时，内坳陷带已有钻井揭示Lucina砂岩发育，厚度变化快，局部存在较好的优质储层段。

下组合储层主要为基底之上发育的湖相冲积扇—辫状河三角洲沉积Vandji砂岩，砂岩分布广、厚度大（最大厚度可达400 m）［13］，局部隆起高部位缺失或被剥蚀。下刚果盆地内坳陷带钻井揭示Vandji储层埋深相对较大（2 000～4 000 m），孔隙度 8%～19%，渗透率 5×10-3～40×10-3μm2，总体为中低孔、中低渗。与之相比，南加蓬次盆Onal油田Vandji砂岩储层埋深较浅（1 500～2 000 m），储层物性较好（孔隙度 15%～25%），储层条件相对更好。

内坳陷带纽康姆阶Kissenda湖相泥岩同时具备生油源岩和有效盖层的双重作用，只要发育有利的砂岩储层，油气成藏风险较小。裂谷早期断裂作用形成的断块构造是主要勘探目标，中-下组合主要寻找优质储层油藏，靠近原型盆地东部物源区的潜力值得进一步挖掘。